Теплоисточники систем теплоснабжения
Источник теплоты (тепловой энергии) – энергоустановка, предназначенная для производства теплоты (тепловой энергии).
В основе отечественного централизованного теплоснабжения лежит теплофикация, по определению проф. Соколова Е.Я. – «централизованное теплоснабжение на базе комбинированной, т. е. совместной, выработки электрической и тепловой энергии». Теплофикация, с точки зрения термодинамики, является более совершенным, по сравнению с раздельной выработкой, способом производства электрической и тепловой энергии, позволяющим существенно уменьшить расход органического топлива на их выработку. Раздельное производство тепловой и электрической энергии производится на конденсационных электрических станциях (КЭС) и районных паровых или водогрейных котельных. При этом на КЭС не используется значительное количество тепловой энергии отработавшего пара, которая теряется с охлаждающей водой в конденсаторе турбинной установки. Принципиальная схема паротурбинной конденсационной электростанции без промежуточного перегрева пара приведена на рис. 2.1.
Паровые и водогрейные котельные предназначены для покрытия тепловой нагрузки систем теплоснабжения при раздельной выработке или могут выступать в качестве пиковых источников тепловой мощности при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии.
Рис. 2.1. Тепловая схема КЭС:
1 – теплофикационная турбина; 2 – электрогенератор; 3 – энергетический котел; 4 – конденсатор;
5 – конденсатный насос; 6 – деаэратор повышенного давления; 7 – конденсатный насос регенеративных подогревателей; 8 – питательный насос; 9 – регенеративные подогреватели низкого давления; 10 – регенеративные подогреватели высокого давления
Основными элементами котельных установок являются: паровой (водогрейный) котлоагрегат, тягодутьевые и питательные устройства, оборудование водоподготовки, деаэратор.
Пар, вырабатываемый на паровой котельной, может быть использован одновременно для покрытия тепловых нагрузок промышленных потребителей и системы теплоснабжения (рис. 2.2).
В отечественной теплоэнергетике комбинированная выработка тепловой и электрической энергии производится на городских, районных и промышленных ТЭЦ различной мощности. Электрические станции, предназначенные для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, оборудованы паротурбинными установками единичной мощностью 6 - 250 МВт с регулируемыми отборами пара. Рабочее давление на ТЭЦ среднего давления составляет 4 МПа, высокого давления - 9 и 13 МПа, на ТЭЦ сверхкритических параметров пара – 24 МПа. На ТЭЦ, как правило, устанавливаются турбины с конденсатором и отборами пара: П - с производственным отбором, Т - с отопительными отборами, ПТ - с производственным и отопительным отбором или турбины с противодавлением (Р). В маркировку турбины входят тип, номинальная электрическая мощность в МВт, рабочее давление в кгс/см2 и номер модификации. Так, турбина
Т-105-130-2 представляет собой турбину с конденсатором и отопительными отборами, электрической мощностью 105 МВт, с рабочим давлением острого пара 130 кгс/см2, второй модификации. В маркировку турбин типа Р, П и ПТ, кроме того, входит величина противодавления или давления производственного отбора в кгс/см2.
Рис. 2.2. Схема паровой котельной:
1 - паровой котел; 2 - редукционно-охладительная установка; 3 - деаэратор питательной воды;
4 - питательный насос; 5 - узел умягчения и очищения воды; 6 - подогреватель химически очищенной воды; 7 - подпиточный насос; 8 - вакуумный деаэратор; 9 - регулятор подпитки;
10 - сетевой насос; 11, 12 - обратная и подающая магистрали теплосети; 13 - охладитель конденсата; 14 - пароводяной подогреватель сетевой воды; 15 - регулятор температуры; 16 - трубопровод исходной воды
Схема водогрейной котельной представлена на рис. 2.3.
Рис. 2.3. Схема водогрейной котельной:
1 – водогрейный котел; 2 – сетевой трубопровод; 3 – сетевой насос; 4 – трубопровод исходной воды; 5 – трубопровод греющего агента; 6 – вакуумный деаэратор; 7 – трубопровод деаэрированной воды;
8 – подогреватель исходной воды; РТ – регулятор температуры; РД – регулятор давления
На рис. 2.4 представлена принципиальная схема ТЭЦ с теплофикационной турбиной типа Т.
На ТЭЦ, где установлены турбины с противодавлением (типа Р), весь отработавший пар подается потребителям, т. е. количество вырабатываемой электроэнергии непосредственно зависит от расхода отработавшего пара. Эффективность работы такой установки определяется величиной и продолжительностью в году присоединенной тепловой нагрузки.
Особенностью турбоустановок типа П, Т и ПТ является то, что они имеют один, два или три регулируемых отбора. При одном регулируемом отборе отработавший в турбине пар поступает, как правило, на производственные нужды и регулируемый отбор называется производственным (турбины типа П).
Рис. 2.4. Принципиальная схема ТЭЦ высокого давления с турбиной типа Т: обозначения
1 – 10 те же, что на рис. 2.1; 11 – трубопровод питательной воды; 12, 13 – соответственно нижний и верхний отопительные отборы; 14, 15 – соответственно теплофикационные подогреватели нижней и верхней ступеней; 16, 17 – сетевые насосы первого подъема и второго подъема; 18 – пиковый водогрейный котел; 19 – конденсатные насосы теплофикационных подогревателей; 20 – подпиточная линия; 21 – вакуумный деаэратор; 22 – узел умягчения; 23 – бак-аккумулятор; 24 – подпиточный насос; 25 – трубопровод греющего агента деаэратора; 26 – сетевой трубопровод; 27 – встроенный пучок в конденсаторе; 28 – регулятор подпитки
Турбина типа ПТ характеризуется тем, что один из регулируемых отборов турбины является производственным, другие (один или два) – отопительными. Пределы регулирования давления пара производственного отбора турбины типа ПТ 0,8 - 1,8 МПа, отопительных – 0,03 - 0,25 МПа.
Регулируемые отборы турбины типа Т (рис. 2.4) предназначены для покрытия тепловой нагрузки системы теплоснабжения и называются отопительными. Тепловая нагрузка централизованной системы теплоснабжения покрывается при этом за счет нагрева сетевой воды в теплофикационных подогревателях 14 и 15 паром низкого давления, отработавшим при выработке электроэнергии в турбине 1. Давление отработавшего пара в отопительных отборах можно регулировать в довольно широких пределах: 0,03 - 0,25 МПа. Максимальная температура нагрева сетевой воды после теплофикационных подогревателей 14 и 15 ограничена давлением насыщения в верхнем отопительном отборе и не превышает 120 - 130 °С, поэтому в пиковый период при низких температурах наружного воздуха для покрытия нагрузки системы теплоснабжения производится дополнительный подогрев сетевой воды до расчетной температуры в пиковом водогрейном котле 18.
При понижении температуры наружного воздуха увеличивается тепловая нагрузка района. Одновременно должна повышаться температура воды в тепловой сети, а для этого необходимо повышать давление отработавшего пара, используемого для подогрева воды. При расчетной наружной температуре тепловая нагрузка района достигает максимума. Однако длительность стояния наиболее низких температур отопительного периода обычно невелика, поэтому максимальный отпуск теплоты имеет кратковременный характер.
Если тепловая мощность отборов турбин выбирается по максимуму тепловой нагрузки, присоединенной к ТЭЦ, то годовая длительность использования максимума тепловой мощности отборов мала, так как большую часть года они недогружаются. В то же время по условиям покрытия графика электрической нагрузки энергосистемы число часов использования максимума электрической мощности теплофикационных турбин должно составлять обычно около 5 – 6 тыс. ч/год. Это приводит к существенному увеличению доли конденсационной выработки в годовом производстве электрической энергии на ТЭЦ. Прямым следствием такого решения является перерасход топлива в энергосистеме, поскольку расход топлива на конденсационную выработку электрической энергии на ТЭЦ больше, чем на конденсационных тепловых электростанциях с теми же начальными параметрами. Завышение электрической мощности ТЭЦ вызывает также неоправданный перерасход капиталовложений из-за более высокой удельной стоимости ТЭЦ по сравнению с современными мощными конденсационными электростанциями.
Для уменьшения конденсационной выработки электрической энергии на ТЭЦ целесообразно максимум сезонной тепловой нагрузки покрывать отработавшим паром теплофикационных турбин не полностью, а частично. Часть теплоты целесообразно отпускать непосредственно из котлов. Максимальный отпуск теплоты в системе теплоснабжения можно представить как сумму двух слагаемых
, (2.1)
где Q'т – расчетная тепловая нагрузка системы; Q'отб – расчетная тепловая нагрузка отборов теплофикационных турбин; Q'п – пиковая тепловая нагрузка, покрываемая непосредственно от котлов.
Для выяснения режима работы теплофикационного оборудования, определения давления пара в регулируемых отборах теплофикационных турбин, подсчета годового расхода топлива на ТЭЦ при различных методах регулирования отпуска теплоты и разных коэффициентах теплофикации удобно пользоваться годовыми графиками продолжительности тепловой нагрузки и параметров теплоносителя.
На рис. 2.5 представлено распределение тепловой нагрузки ТЭЦ между отборами и пиковыми котлами при коэффициенте теплофикации aтэц<1. Коэффициент теплофикации – доля расчетной тепловой нагрузки системы теплоснабжения, удовлетворяемая из отборов турбин ТЭЦ:
. (2.2)
На рис. 2.5 слева показана зависимость тепловой нагрузки от наружной температуры (кривая abcdekо). При наружной температуре tнa тепловая нагрузка системы равна тепловой мощности теплофикационных турбин. При тепловой нагрузке Q < Q'отб все тепловое потребление удовлетворяется отработавшим паром от теплофикационных турбин. Как видно из рис. 2.5, такое положение имеет место при температурах наружного воздуха tн > tнa. При температурах наружного воздуха tн < tнa тепловая нагрузка системы превышает тепловую мощность теплофикационных турбин Qт > Q'oтб, и поэтому для покрытия тепловой нагрузки кроме теплоты из отборов турбин используется также теплота непосредственно из котлов. При расчетной наружной температуре тепловая нагрузка системы достигает максимального значения Q'т. При этом режиме отдача теплоты от пиковых котлов в тепловую сеть также достигает максимального значения Q'n.
Рис. 2.5. Распределение тепловой нагрузки ТЭЦ между теплофикационными отборами и пиковыми водогрейными котлами: Q’т, Q’отб, Q’п – расчетные тепловые нагрузки соответственно ТЭЦ, отборов, пиковых котлов; tн.к, tнa, 
– температуры наружного воздуха соответственно начала отопительного периода, начала пикового режима работы, расчетная; nо, nл – продолжительность соответственно отопительного и летнего периода
В отечественном теплоснабжении широкое распространение в качестве пиковых источников мощности получили водогрейные котлы, к которым предъявляются значительно меньшие требования по экономичности, чем к основным источникам теплоты. Такой подход к экономичности пиковых источников теплоты объясняется тем, что большая часть годового отпуска теплоты от ТЭЦ (площадка lmnpsor на рис. 2.5) обеспечивается за счет высокоэкономичных отборов пара на сетевые подогреватели теплофикационных турбин. Считается, что пиковые источники мощности работают небольшое число часов в году, которое при температурах наружного воздуха – 15 °С<tн<-30 °С составляет в среднем 1500 часов для большинства городов страны, а отпуск теплоты пиковыми источниками не превышает 15 - 18% от общего отпуска теплоты (отношение площади arl к almnpso на рис. 2.5), поэтому ущерб от пониженной экономичности водогрейных котлов в целом для ТЭЦ невелик.
Формированию такого подхода к пиковым источникам тепловой мощности в значительной мере способствовали низкие цены на топливно-энергетические ресурсы.
На кафедре ТГВ разработаны комбинированные системы теплоснабжения, позволяющие в максимальной мере использовать преимущества теплофикации и существенно повысить надежность, экономичность и качество теплоснабжения. В этих системах предусматривается обеспечение базовой нагрузки от ТЭЦ при aтэц=1, а покрытие пиковой нагрузки производится автономными источниками теплоты (рис. 2.6).
Система теплоснабжения содержит базовые и пиковые источники теплоты, соединенные тепловыми сетями с абонентами. В качестве базовых источников теплоты установлены сетевые подогреватели теплофикационных турбин ТЭЦ, а в качестве пиковых источников – автономные источники теплоты у каждого из абонентов, включенные в сетевой трубопровод последовательно с сетевыми подогревателями. В качестве автономных пиковых источников теплоты в системе теплоснабжения могут быть использованы газовые и электрические отопительные котлы.
Рис. 2.6. Система теплоснабжения с централизованными и автономными пиковыми источниками теплоснабжения:
1 – теплофикационная турбина; 2 – основные сетевые подогреватели; 3 – сетевой насос;
4 – автономные пиковые источники теплоты; 5 – абоненты
Базовую нагрузку системы централизованного теплоснабжения покрывают за счет отборов пара теплофикационной турбины 1, для чего циркулирующую в системе воду нагревают в двух последовательно включенных сетевых подогревателях 2. Далее сетевым насосом 3 воду направляют в подающую магистраль тепловых сетей. В пиковых режимах сетевую воду дополнительно подогревают с помощью автономных источников теплоты 4, установленных у каждого из абонентов 5. Каждый абонент может самостоятельно, независимо от остальных, выбирать момент включения пикового теплоисточника и величину нагрева воды в нем, что повышает качество теплоснабжения и создает более комфортные условия индивидуально для каждого потребителя. Кроме того, при аварийных ситуациях на ТЭЦ и перебоях с централизованным теплоснабжением в работе остаются автономные источники теплоты абонентов, которые работают в качестве основных, что позволяет защитить систему теплоснабжения от замерзания и существенно повысить ее надежность.